Система измерений количества и показателей качества нефти № 1515 на ПСП "Марковское" ООО "ИНК"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №1515 на ПСП «Марковское» ООО «ИНК» предназначена для измерения массы брутто товарной нефти (далее - нефти), показателей качества нефти и определения массы нетто нефти при ведении учетно-расчетных операций между предприятием-поставщиком ООО «Иркутская нефтяная компания» и предприятием-получателем ООО «Транснефть-Восток» ОАО «АК «Транснефть».

Описание

Система измерений количества и показателей качества нефти №1515 на ПСП «Марковское» ООО «ИНК» (далее - СИКН) реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Принцип действия СИКН заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры, плотности, влагосодержания и вязкости.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав СИКН входят:

-    входной и выходной коллекторы (Ду 250 мм);

-    блок фильтров (БФ);

-    блок измерительных линий (далее - БИЛ): 2 рабочие измерительные линии (Ду 150 мм), контрольно-резервная измерительная линия (Ду 150 мм);

-    блок измерений показателей качества (далее - БИК);

-    стационарная поверочная установка (далее - ПУ);

-    поверочный стенд на базе мерника;

-    система обработки информации (далее - СОИ);

-    автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ оператора).

-    Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение массы брутто нефти, проходящей через БИЛ, прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, влагосодержания и кинематической вязкости нефти;

-    автоматическое измерение давления, температуры, плотности, объемной доли воды и кинематической вязкости нефти;

-    местное измерение давления и температуры нефти;

-    автоматизированное вычисление массы нетто нефти, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории;

-    поверку стационарной поверочной установки с помощью стенда поверки ПУ на базе мерника металлического эталонного 1-го разряда М1р-60;

-    автоматизированную поверку и контроль метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых в составе СИКН с помощью ПУ;

-    автоматизированный контроль метрологических характеристик рабочих счетчиков-расходомеров массовых по контрольно-резервному счетчику-расходомеру массовому;

-    защиту оборудования и средств измерений от механических примесей;

-    автоматический и ручной отбор пробы в БИК;

-    определение наличия свободного газа в нефти;

-    регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов;

-    защиту системной информации от несанкционированного доступа..

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКН реализованное поэлементно в контроллерах измерительных FloBoss S600, в контроллерах программируемых SIMATIC S7-400 и на АРМ оператора, обеспечивает реализацию функций СИКН. Метрологически значимая часть ПО СИКН хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО СИКН.

Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Таблица 1. Идентификационные данные контроллера FloBoss S600 (SN:18359569)

Таблица 2. Идентификационные данные контроллера FloBoss S600 (SN:18359570)

Таблица 3. Идентификационные данные АРМ оператора

Идентификация ПО СИКН осуществляется путем отображения на экране контроллеров FloBoss S600 и АРМ оператора структуры идентификационных данных. Часть этой структуры представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму).

ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКН обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Шкафы, в которых установлены контроллеры FloBoss S600 опечатаны. ПО СИКН имеет уровень защиты «высокий».

Таблица 5 - Средства измерений, а так же другие технические средства в составе СИКН

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики СИКН приведены в таблице 6.

Таблица 6

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку, установленную на блок-боксах БИЛ и ПУ, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Таблица 7

Поверка

осуществляется по документу МП 173-30151-2015 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №1515 на ПСП «Марковское» ООО «ИНК». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 27 апреля 2015 г.

Основные средства поверки:

-    средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;

-    калибратор многофункциональный модели MCX-R, диапазон воспроизведения токовых сигналов от 0 до 25 мА, точность ± (0,02% показаний + 1,5 мкА), диапазон воспроизведения сигналов напряжения ±12 В, точность ± (0,02% показаний + 0,1 мВ), диапазон воспроизведения сопротивления от 1 до 4000 Ом, точность ± 0,04% показаний, но не менее ±30 мОм;

-    термометры лабораторные стеклянные с взаимозаменяемыми конусами типа КШ 14/23 по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от -5 до 30 °С, цена деления 0,1 °С.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. ГСИ. Расход и масса нефти. Методика измерений массы нефти системой измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «Иркутская нефтяная компания», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №166-350-01.00328-2014.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Марковское» ООО «ИНК»

1.    ГОСТ Р 51330.10-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»

2.    ГОСТ Р 51858-2002 ГСИ. Нефть. Общие технические условия

3.    ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

4.    ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

5.    ГОСТ 2517-12 ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

6.    ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие требования. Методы испытаний.